Способ разработки залежи нефти


 


Владельцы патента RU 2439301:

Закрытое Акционерное Общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") (RU)
Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ") (RU)

Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора. Обеспечивает повышение эффективности разработки путем увеличения охвата залежи за счет имеющегося энергетического ресурса при заводнении залежи. Сущность изобретения: способ включает закачку под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении силиката натрия и воды, как 1:2-1:5 с добавкой 0,04-0,06% полиакриламида в объеме 5-30 м3. Затем последовательно закачивают буферную жидкость в объеме 1-5 м3. После этого закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора.

Более 50% балансовых запасов нефти в России приурочено к коллекторам юрских и ачимовских отложений Западной Сибири. Эти коллекторы характеризуются высокой неоднородностью геологического строения по проницаемости, пористости и начальной водонасыщенности.

Одним из основных методов разработки залежей нефти в нашей стране является метод заводнения. Однако к настоящему времени возможности обычного заводнения практически исчерпаны. Методу свойственны недостатки, заключающиеся в прорывах нагнетаемой воды к добывающим скважинам. В итоге нефть, извлекаемая из залежи через эксплуатационные скважины, быстро обводняется, а коэффициент ее извлечения снижается.

Ранее полученные с использованием метода трассирующей метки данные свидетельствуют о том, что практически на всех исследованных объектах - коллекторах имеются высокопроводящие каналы - «сверхпроводящие» пропластки с проницаемостью 1-10 Дарси и более, которые обеспечивают быстрый прорыв нагнетаемого в коллектор вытесняющего нефть рабочего агента (например, воды или загущенной воды, например, полиакриламидом) напрямую от нагнетательной скважины к добывающей. В результате охват вытесняющим агентом коллектора по его толщине и площади резко снижается и формируются застойные зоны - целики нефти, из которых нефть практически не вытесняется - не извлекается.

Известен способ разработки неоднородной залежи нефти путем ее заводнения с мерами по увеличению охвата коллектора вытесняющим рабочим агентом путем закачки этого агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины при одновременном воздействии на коллектор залежи упругими колебаниями, которые генерируют в эксплуатационных скважинах (см., например, SU 1710709, 1992).

Упругие колебания способствуют выравниванию проницаемости неоднородных по проницаемости зон коллектора и созданию нестационарных явлений - возмущений в потоке вытесняющего агента, которые обеспечивают вовлечение в общий поток застойных зон нефти.

Известный способ способствует увеличению извлечения нефти из неоднородного коллектора, но в достаточно ограниченной степени. Отмечается недостаточно высокая степень охвата залежи воздействием. Необходимо применение большого количества средств - излучателей упругих колебаний и большой их мощности. Зачастую известный способ требует непрерывного воздействия упругими колебаниями, что требует дополнительных значительных затрат энергии, резко увеличивающих себестоимость нефти.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки путем увеличения охвата залежи.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки залежи нефти включает закачку под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении силиката натрия и воды, как 1:2-1:5 с добавкой 0,04-0,06% полиакриламида в объеме 5-30 м3, затем последовательно закачивают буферную жидкость, в объеме 1-5 м3, после чего закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН».

Кроме того, по мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют 2-10 раз; после поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3-1/2 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода.

Сущность изобретения заключается в том, что с закачкой вытесняющего рабочего агента под практически неизменным давлением формируется односторонне направленная сила, что ведет к большому и быстрому продвижению фронта вытеснения по широким каналам. Такое быстрое перемещение рабочего агента, в частности воды, в коллекторе обеспечивает снижение градиента давления и ухудшает процесс вытеснения нефти из коллектора пропорционально доле рабочего агента, закачанного в коллектор, для поддержания давления. Происходит разрядка давления через «сверхпроводящие» пропластки.

По ориентировочным расчетам прорыв воды к нагнетательной скважине в течение нескольких часов соответствует проницаемости порядка 1000 Дарси, а в течение нескольких суток - десяткам Дарси.

В капиллярах же, при наличии в них капиллярного натяжения, нефть продолжает удерживаться и фронт вытеснения значительно отстает. При продолжительном одностороннем действии силы вода прорывается по широким каналам, оставив в центре застойный (не вытесненный) целик нефти.

Значительным резервом увеличения нефтеотдачи залежи, а также сокращения времени разработки залежи является применение технологии, предусматривающей мероприятия по выравниванию значений фильтрационного сопротивления в различных пропластках за счет селективного ухудшения коллекторских свойств промытых высокопроницаемых и водонасыщенных зонах пласта.

Для решения поставленной задачи осуществляют выбор композиционных материалов, отвечающих следующим требованиям:

свободное проникновение состава на значительное расстояние, в том числе и при небольших градиентах давления. При этом закачиваемая композиция до образования гелеобразной системы должна вести себя как жидкость с вязкостью, очень близкой к вязкости, закачиваемого в коллектор вытесняющего рабочего агента, в частности воды;

состав должен сохранять стабильность при высоких напряжениях сдвига и не подвергаться температурной деградации;

вязкость водоизолирующих составов на поверхности и в процессе закачки должна иметь низкие значения;

в пластовых условиях реологические свойства композиции должны измениться, вязкость системы должна увеличиться многократно.

В рамках изобретения проводили специальные исследования на возможность образования стабильных гелеобразующих составов на основе гидрата окиси натрия, оксихлорида алюминия, углекислого натрия, силиката натрия, хлористого кальция, хлористого магния и ингибитора солеотложений «ИНСАН» (ТУ 2458-091-17197708-2004) на предмет их использования в комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов, предусматривающей закачку реагентов как через нагнетательную, так и через добывающую скважину. Ингибитор солеотложений "ИНСАН" представляет собой водно-спиртовой раствор органических фосфатов и фосфанатов.

По результатам исследований наиболее приемлемым для решения поставленной задачи была выбрана рецептура с применением раствора 5%-ного хлористого кальция в воде с ингибитором солеотложений «ИНСАН» и раствора полиакриламида в воде с добавлением силиката натрия.

В лаборатории моделирования пластовых процессов кафедры органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина проведены тестовые испытания комплекса, предназначенного для закачки в нагнетательные скважины для обеспечения тампонирования высокопроницаемых промытых зон.

Исследовали эффективность технологии с использованием гелирующего комплекса, представляющего два состава - состава «А» и состава «В». Последовательная закачка состава «А» и состава «В» позволяет образовывать в высокопроницаемых зонах коллектора тампонирующий осадок в виде стабильной гелевой субстанции при смешивании составов в пористой среде, повысить фильтрационные сопротивления в них и способствовать внедрению вытесняющего рабочего агента в менее проницаемые застойные зоны коллектора с нефтью, не охваченные воздействием.

Для подтверждения этого проводили эксперимент на фильтрационной установке высокого давления «НР-CFS» с использованием насыпной модели коллектора.

Для получения заданной проницаемости пористой среды коллектора использовали молотую фракцию кварцевого песка.

После набивки модели ее насыщали минерализованной водой плотностью при комнатной температуре 20°С 1,012 г/см3 и вязкостью 1,024 мПа·сек. Определяли величину коэффициента проницаемости по воде водонасыщенной модели коллектора при комнатной температуре. Затем модель нагревали до температуры эксперимента Тэксп.=55°С и вновь определяли величину коэффициента проницаемости по воде.

В рамках согласованной методики, при тестировании эффективности последовательной закачки состава «А» и состава «В», в водонасыщенную модель закачивали состав «А» в объеме пор модели коллектора, представляющий собой раствор силиката натрия плотностью 1360 кг/м3 в пресной воде, в соотношении 1:2, с добавкой 0,05% полиакриламида. Закачку состава в модель коллектора производили из сосуда высокого давления. Затем через модель коллектора при постоянном расходе 80 см3/час фильтровали состав «В» в объеме пор коллектора. Состав «В» представлял собой 5%-ный раствор хлористого кальция в пресной воде с добавкой 0,05% ингибитора солеотложений «ИНСАН».

В процессе фильтрации наблюдали необходимую динамику перепада давления.

На последнем этапе эксперимента через модель коллектора в том же направлении фильтровали пластовую воду до стабилизации перепада давления при расходах 80, 200 и вновь 80 см3/час.

Начальная проницаемость по воде водонасыщенной насыпной модели коллектора, набитой молотой фракцией кварцевого песка, длиной 64,0 см и внутренним сечением 7,5 см, поровым объемом Vпор.=156,13 см3 и коэффициентом пористости m=32,53%, составила при комнатной температуре K0B=5,94 мкм2, а при температуре эксперимента 55°С K0B=6,09 мкм2 (динамическая вязкость воды при 55°С равна 0,63 мПа·сек). Эти значения проницаемости практически одинаковы, следовательно, нагрев модели пласта был осуществлен точно до температуры 55°С.

По полученным значениям коэффициента проницаемости до и после обработки пористой среды гелирующим комплексом рассчитывали остаточный фактор сопротивления (Rост.), как отношение начального коэффициента проницаемости по воде до обработки к стабильному значению коэффициента проницаемости после обработки.

По результатам эксперимента можно отметить следующее:

В процессе закачки состава «В» с постоянным расходом перепад давления линейно возрастал и достиг к моменту прокачки одного объема пор модели коллектора значения 0,047 МПа.

При фильтрации состава «В» следы образовавшегося геля в выходящей из модели коллектора продукции были замечены после закачки 150 мл состава, когда гель стал образовываться уже в свободном от пористой среды объеме выходного штуцера. Судя по тому, что гель на выходе модели появился после закачки одного объема пор коллектора состава «В», вытеснение состава «А» происходило поршневым образом.

Во все время длительной фильтрации воды на последнем этапе эксперимента, кроме остатка геля из свободного объема выходного штуцера, следов геля в выходящей из модели коллектора продукции замечено не было.

В результате опыта установлено, что после выдержки модели коллектора в течение 24 часов и продолжения фильтрации воды остаточный фактор сопротивления остался на уровне Rост.=8,0, что указывает на образование в пористой среде коллектора стабильной гелевой системы.

Способ осуществляют следующим образом.

Осуществляют закачку в коллектор залежи нефти под давлением рабочего агента. Рабочий агент закачивают через нагнетательную скважину, по меньшей мере одну. Через добывающую скважину, по меньшей мере одну, осуществляют отбор продукции нефти. Для выравнивания профиля приемистости и повышении охвата пласта воздействием в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают следующую пачку композиций: вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении (силикат натрия - вода) 1:2-1:5 с добавкой 0,04-0,06% полиакриламида в объеме 5-30 м3. Затем последовательно закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1-5 м3. После этого закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». По мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют еще 2-10 раз.

После поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3-1/2 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода - его понижением-повышением на 0,1-0,2% от номинального давления закачки и/или понижением-повышением расхода закачиваемого агента на 0,1-0,2% от номинального расхода для обеспечения равномерной пропитки пор коллектора. Закачку раствора хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой ингибитора солеотложений «ИНСАН» задают при постоянном расходе, но при непрерывном контроле за ростом давления. При линейном характере роста давления закачку продолжают при заданном режиме. Закачку пачек композиционных растворов продолжают до достижения предельно допустимых значений давления нагнетания, после чего переходят на нагнетание воды. Между каждой пачкой закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1-5 м3.

Подобное дополнительное мероприятие с теми же композициями, концентрациями реагентов и параметрами закачки могут быть проведены в добывающей скважине, с целью снижения обводненности продукции скважины за счет блокирования высокопроницаемых водяных зон образующимся гелем.

Указанные композиционные составы могут быть использованы при создании блокирующих экранов большой протяженности в направлении фильтрации воды по высокопроницаемым зонам. С помощью трассирующих жидкостей (трассеров) определяют гидродинамическую связь между скважинами и преимущественные пути фильтрации (фильтрационное поле). Затем с использованием гидродинамической модели в схеме реализации технологии изоляции высокопроницаемых водонасыщенных зон пласта подбирают нагнетательные скважины и оценивают объемы закачки реагентов, последовательность и темпы закачки, размеры водоизоляционной оторочки.

Осуществляют закачку в коллектор залежи нефти. В качестве рабочего агента используют воду. При этом давление закачки рабочего агента периодически снижают в отношении к номинальному давлению 10 МПа. Давление же в добывающей скважине увеличивают. В частности давление в нагнетательных скважинах снижают с 10 до 8 МПа. При этом давление в добывающей скважине увеличивают с 7 до 11 МПа. При таком режиме разработку осуществляют в течение 10-15 сут. Принимают 3 периода работы скважин в измененном режиме. Для обеспечения глубоко нестационарного режима разработки каждый из периодов работы принимают с разной продолжительностью. В качестве дополнительного мероприятия по повышению нефтеотдачи и снижению обводненности продукции добывающей скважины в пласте создают вязко-упругий гелевый экран. В расчетах приняты следующие параметры объекта:

по добывающей скважине - дебит 690 м3/сут, обводненность 97%;

по нагнетательной скважине - объем закачки 1500 м3/сут; высокопроницаемый слой толщиной 1,4 м, проницаемость 20 Д, расстояние между скважинами 500 м.

В схеме реализации участвуют, как минимум, 2 нагнетательные скважины и 1 добывающая скважина.

Оптимизацию технологических параметров проводили по величинам снижения обводненности продукции и приросту нефтеотдачи. В условиях объекта оптимальный размер оторочки геля, образующегося при контактах жидкостей А и В, составил 50 м, что соответствует объемам закачки 1000 м3 гелеобразующих композиций.

Закачку реагентов производили одновременно в 2 нагнетательные скважины. В одну нагнетательную скважину закачивали 500 м3 раствора силиката натрия в воде в соотношении 1:2-1:5 с добавкой 0,05% полиакриламида, в другую - 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 500 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». После поступления раствора хлористого кальция с ингибитором солеотложений «ИНСАН» в коллектор в объеме 0,3-0,5 от всего объема закачку продолжили с изменением давления и/или расхода - его понижением-повышением на 20-30% от номинального давления закачки и/или понижением-повышением расхода закачиваемого агента на 20-30% от номинального расхода для обеспечения равномерной пропитки пор коллектора. Закачку раствора силиката натрия в воде с полиакриламидом проводили при постоянном расходе, но при непрерывном контроле за ростом давления. При линейном характере роста давления закачку продолжили при заданном режиме. При отклонении роста давления в ту или иную сторону от линейного закона режим закачки изменяли соответственно. После закачки всего объема скважины перевели под нагнетание воды. Через 6 месяцев от начала закачки обводненность продукции была снижена до 79%, прирост нефти составил 30 тыс. тонн.

Конкретный пример реализации способа

Осуществляют закачку в коллектор залежи нефти юрских отложений Западной Сибири под давлением рабочего агента. Воду закачивают через 3 нагнетательные скважины глубиной 1500-1520 м. Через добывающую скважину, расположенную в центре между нагнетательными скважинами, осуществляют отбор нефти. В нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают следующую пачку композиций: вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении 1:2 с добавкой 0,05% полиакриламида в объеме 25 м3. Затем последовательно закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1 м3. После этого закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5 м3 с добавкой 0,005% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН». По мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют еще 2-10 раз.

После поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода - его понижением-повышением на 0,1-0,2% от номинального давления закачки и/или понижением-повышением расхода закачиваемого агента на 0,1-0,2% от номинального расхода для обеспечения равномерной пропитки пор коллектора. Закачку раствора хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой ингибитора солеотложений «ИНСАН» задают при постоянном расходе, но при непрерывном контроле за ростом давления. При линейном характере роста давления закачку продолжают при заданном режиме. Закачку пачек композиционных растворов продолжают до достижения предельно допустимых значений давления нагнетания, после чего переходят на нагнетание воды. Между каждой пачкой закачивают буферную жидкость, например, воду в объеме 1-5 м3.

1. Способ разработки залежи нефти, включающий закачку под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, закачивают вначале раствор силиката натрия в воде в соотношении силиката натрия и воды, как 1:2-1:5 с добавкой 0,04-0,06% полиакриламида в объеме 5-30 м3, затем последовательно закачивают буферную жидкость в объеме 1-5 м3, после чего закачивают 5%-ный раствор хлористого кальция в воде в объеме 5-30 м3 с добавкой 0,003-0,007% по объему ингибитора солеотложений «ИНСАН».

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что по мере достижения предельных значений давления нагнетания закачку пачек повторяют 2-10 раз.

3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что после поступления первых порций раствор силиката натрия в воде с добавкой полиакриламида в коллектор в объеме 1/3-1/2 от всего объема закачку продолжают с изменением давления и/или расхода.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обработке подземных пластов. .

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением регулирования охвата неоднородных пластов заводнением с помощью вязко-упругих составов на основе полимеров и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводненных скважин.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых в режиме заводнения. .

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит скважина. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может использоваться при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам для извлечения нефти растворами биополимеров, и может найти применение при разработке нефтяных залежей на поздней стадии и содержащих малоактивную нефть повышенной вязкости
Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации

Изобретение относится к композициям для использования внутри скважин подземного пласта, содержащего нефть и/или газ, и способам их использования

Изобретение относится к обработке скважин

Изобретение относится к дезинфекции обрабатываемых флюидов, используемых при операциях в стволе скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами
Наверх